Nas últimas semanas, dois movimentos do ONS e da Aneel mexeram em uma premissa que sustentou boa parte dos modelos financeiros da GD1: a de que a usina injeta na rede toda a energia que é capaz de gerar.
Nenhum deles afeta o telhado solar do consumidor residencial. Mas ambos podem atingir diretamente quem investe em minigeração remota, e para esse investidor a discussão já não é se a usina pode ser cortada, e sim quem decide o corte, com qual critério e quem arca com a perda.
O que é o Erag
O Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag) foi a forma que o ONS encontrou para lidar com os domingos de excesso de energia. A lógica é parecida com a do esquema que corta carga em emergências, só que no sentido inverso. Quando a frequência da rede sobe, um dispositivo desliga automaticamente blocos de minigeração remota, em até três estágios de 1 GW cada.
O mecanismo só é acionado depois que o operador já reduziu o que era possível na geração centralizada e nas usinas Tipo III. O piloto deve acontecer até o fim do ano em uma distribuidora ainda não definida e, se funcionar, a expansão pode vir em 2027.
Trata-se de uma proteção de última instância, mas é a primeira vez que a minigeração remota entra de forma explícita em um esquema automático de corte.
A mudança maior veio da Aneel
Com bem menos repercussão, a Aneel abriu em 10 de setembro a Consulta Pública 33/2026. A proposta permite que as distribuidoras enviem comandos às usinas conectadas às suas redes, inclusive para limitar a potência injetada.
Para novas conexões, a regra valeria de forma integral. No parque existente, alcançaria a minigeração entre 75 kW e 5 MW e as usinas Tipo III, o que soma cerca de 13 GW de minigeração e mais de 20 GW de usinas Tipo III. Os prazos de adequação propostos para essas usinas ficam entre quatro e seis meses.
Na minha leitura, o Erag e a CP 33 precisam ser analisados em conjunto. O primeiro atua em situações de emergência, enquanto a segunda cria uma rotina permanente de controle. Somados, fazem da GD remota uma geração controlável pela rede.
Por que o sistema chegou a esse ponto
O gráfico que acompanha este artigo ajuda a entender o cenário. Em um domingo típico de 2029, às 11h, a MMGD responderia por 46,5% da geração total, e a carga líquida do SIN cairia para cerca de 40,5 GW. Às 20h, já sem sol, o sistema precisaria de uma rampa de quase 39 GW.
Fonte: Portal Solar